老油田低效井側鉆挖潛剩余油技術研究

摘要：受儲層物性差、出砂嚴重及井下技術狀況差等因素影響，L區塊開發中呈現“三低一高”特征，即開井率低、單井產量低、采油速度低、綜合含水高，為此開展剩余油挖潛技術對策研究，對套管開窗側鉆、同層側鉆工藝技術分析，優化防砂方式，現場應用25井次，階段累增油4.8萬噸，效果顯著，低油價下實現降本增效目的。

關鍵詞：老油田;低效井;剩余油挖潛;技術研究

1.概況

L區塊為復雜斷塊邊底水油藏，儲層發育受構造-巖性雙重控制，整體構造形態為4條東北向斷層與13條北西向斷層交錯形成的斷背斜構造，呈現高孔高滲特征，平均孔隙度31.2%，滲透率2150mD，底水上部發育油層厚度25～35m，平均單層厚度3～10m。

自投入開發以來，L區塊先后經歷210m基礎直井網、150m直井網加密調整、局部水平井挖潛等開發階段，共有油井125口（直井88口、水平井37口），開井75口（直井60口，水平井15口），日產油95噸，綜合含水90.5%，平均單井產量1.27噸，采油速度0.37%。整體來看，L區塊處于“三低一高”開發階段，即開井率低、單井產量低、采油速度低、綜合含水高，有必要在明確油井低產原因基礎上，制定合理的上產對策，實現區塊高效穩定開發。

2.油井低產原因分析

2.1水平段物性差

L區塊底水能量充足，水油體積比18：1，直井開采底水錐進嚴重，為此利用水平井泄油面積大、生產壓差小特點，在底水錐間帶部署水平井，挖掘剩余油。為避免水平井快速水淹，水平段部署在目的層中上部，但受沉積正韻律特征影響，儲層物性由下至上逐漸變差，導致水平段所處位置孔滲條件差，泥質含量高，生產上表現為液量不足、油套壓下降快特點，大泵加深排液效果差。

2.2出砂嚴重

地層出砂會嚴重影響油井產液能力，增加生產管理難度。通過對85口有出砂史油井的出砂情況、生產特征及儲層特點進行分析，確定出砂主控因素，

一是油層埋藏淺，主力開發目的層深度850～1100m，砂巖疏松，成巖作用差，且膠結程度低，巖石顆粒易脫落實，尤其是水平井，正韻律儲層頂部泥質含量高，易造成出砂。

二是防砂工藝適應性差。水平井主要采用簡易篩管防砂方式，無法在地層與井筒之間形成有效阻隔，導致油井生產過程中，地層中微小砂粒不斷運移至井筒中，造成油層砂埋，儲層供通道受阻，油井產量持續下降，嚴重時關井停產。

2.3采出程度高

L區塊主要以天然能量開發為主，隨著產出程度提高，地層壓力下降，無充足地層能量驅替地層流體進入至井筒，油井面臨低壓低產問題，直至最終關停。

2.4井下技術狀況差

受出砂嚴重、作業頻繁及套管材質適應性差等因素影響，部分油井存在井下技術狀況差問題，如套損、落物等，導致無法正常生產或“帶病生產”，影響日產油量。

3.技術對策研究

3.1套管開窗側鉆

套管開窗側鉆是實現老井再開采、事故井恢復生產的常用工藝技術，其主要原來理是利用磨銑開窗側鉆，在套管內預定位置下入液壓導斜器，使用陀螺儀進行定向，沿著導斜器斜面，不斷磨銑套管變薄直至破口，逐漸擴大破口面積，形成一個斜長圓滑的窗口，滿足鉆頭、鉆具、測井儀器等順利進入條件。

在套管開窗前，要結合油藏特點、儲層發育狀況及剩余油分布規律，優選目的層靶點位置，根據原井眼軌跡情況，合理優化側鉆軌跡，最大程度減少鉆井成本，提高經濟效益。一般來說，開窗點位置需要滿足以下幾點，一是避開油水層、高含氣層以及高溫高壓層等;二是遠離套管接箍及扶正器位置;三是要求固井質量合格，確保窗口的質量和穩定性。

典型井以L11-5井為例，正常生產日產液8.5噸，日產油5.5噸，2019年6月突然不出液，后實施檢泵作業，發現油層上層套管存在錯斷，出砂嚴重，多次沖砂無進尺，后實施小位移側鉆，常規射孔投產，日產油6.5噸，目前階段累產油2250噸。

3.2同層側鉆

同層側鉆是指側鉆層位與原井相同，主要應用于水平井，即側鉆點在水平井跟部（A點附近），不需要開窗，直接拔掉一段篩管后，填砂注灰封水平段，然后將鉆具直接下到水平井跟部進行鉆進，直到達到設計靶點位置。

通過前面分析可知，水平井低產主要原因是儲層物性差，為此在同層側鉆前，需要合理優化靶點位置，既要鉆至優質儲層，又要考慮避底水距離，避免側鉆后出現快速水淹問題。

典型井以L12-H5井為例，通過綜合分析確定水平井需要加深3m，才能達到較好生產效果，2019年6月開始同層側鉆，水平段后半段平均電阻率15.8歐姆，聲波時差375μs/m，相比于側鉆前，電阻率提高5.5歐姆，聲波時差增加75μs/m，常規投產后，日產油穩定在12噸左右，階段累增油0.75萬噸。

3.3優化防砂方式

一般來說，砂巖粒度中值、泥質含量大小決定著防砂方式。根據礦場經驗，粒度中值小于50um，采用礫石充填防砂;粒度中值在50um～250um之間時，若泥質含量小于或等于10%，采用優質篩管，若泥質含量大于10%，采用礫石充填防砂。經統計，L區塊巖石粒度中值為150 um，泥質含量值為12.5%，應采用礫石充填防砂，原有篩管防砂不適應L區塊地層特征。

4.實施效果

依據上述研究成果，近年來L區塊共實施側鉆25井次，包括套管側鉆16井次（套損井12井次、低產井4井次）、同層側鉆9井次，采用礫石充填防砂，平均單井初期日增油8.5噸，目前日產油5.3噸，階段累增油4.8萬噸，效果顯著，目前已收回投資成本，下步計劃繼續實施水平井同層側鉆10井次，預計增油量3.0萬噸。

5結論

本文在對L區塊油井低產原因分析基礎上，提出合理的剩余油挖潛措施，即套管開窗側鉆、同層側鉆及防砂方式優化，現場應用25井次，階段累增油4.8萬噸，效果顯著，低油價下實現降本增效目的。

參考文獻：

[1]馬江波等.提高油田低產低效井產能的技術措施探討[J].粘接.2019（10）.

[2]武序龍.淺析QJB油田低效井成因及治理對策[J].化工設計通訊.2016（04）.

作者簡介：

高赫，女，1988年2月出生于遼寧盤錦，滿族，工程師，2013年畢業于中國石油大學（北京），現于中國石油遼河油田公司冷家油田開發公司地質研究所從事區塊管理工作。